INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO
MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE DEFECTOS DE CORROSIÓN Instructor: Dr. Francisco Caleyo Profesor Titular B. Departamento Ingeniería Metalúrgica. Centro de Investigación y Desarrollo en Integridad Mecánica (CIDIM). ESIQIE. Instituto Politécnico Nacional Tel.: (55) 57296000 ext. 54205 54205 E-mail:
[email protected]
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Objetivo, alcances y organización Objetivo: Se presentan los fundamentos teóricos y prácticos de los métodos de evaluación de defectos de corrosión propuestos en la modificación a la norma NRF-030-2003. Alcance: Se abordan los métodos: ASME-B31G, RSTRENG-1 (área efectiva), PCORRC, RSTRENG-2 y LPC-2. LPC-2. Se consideran defectos de corrosión internos y externos en el cuerpo de la tubería sometida únicamente a la carga debida a la presión interna. Organización Se revisan los principios de la evaluación de defectos de corrosión. Se presenta y justifica la modificación propuesta a la NRF-030. Se presentan los principios, ventajas y limitantes de cada método.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Objetivo, alcances y organización Objetivo: Se presentan los fundamentos teóricos y prácticos de los métodos de evaluación de defectos de corrosión propuestos en la modificación a la norma NRF-030-2003. Alcance: Se abordan los métodos: ASME-B31G, RSTRENG-1 (área efectiva), PCORRC, RSTRENG-2 y LPC-2. LPC-2. Se consideran defectos de corrosión internos y externos en el cuerpo de la tubería sometida únicamente a la carga debida a la presión interna. Organización Se revisan los principios de la evaluación de defectos de corrosión. Se presenta y justifica la modificación propuesta a la NRF-030. Se presentan los principios, ventajas y limitantes de cada método.
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Introducción
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO La corrosión en las estadísticas de fallas: EU 20
50
Corrosión interna Corrosión externa
45
Corrosión interna Corrosión externa
40
s 15 a l l a f e d o 10 r e m ú N
s a l l 35 a f e 30 d o r 25 e m20 ú N 15
5
10 5 0
0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Año
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Año
Las pérdidas por incidentes provocados por corrosión en
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO La corrosión en las estadísticas de fallas: México
Fuga pequeña Fuga grande Ruptura
204 (14.5%) 10 (0.709%) 74 (5.24%)
Corrosión externa Corrosión interna Daño mecánico Peligro geotécnico Material/soldadura Otros
194 (13.7%)
5 (0.354%) 2 (0.142%)
PG: 0(0%) 929 (65.8%)
Causa de falla
1404 (99.5%)
Tipo de falla
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Las estadísticas de fallas por causas En Estados Unidos, la principal causa de fallas en ductos se debe a daños provocados por terceros. La corrosión ocupa el segundo lugar en las estadísticas de fallas. Análisis del CIDIM de la base de datos de la DOT-OPS.
En México, la corrosión es la primera causa de incidentes. El 65% de las fallas se debe a corrosión externa. Más del 99% de las fallas son fugas pequeñas. Análisis reciente del CIDIM para ductos de PEP.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Prácticas industriales a nivel mundial Métodos para la determinación de la resistencia residual de tuberías que presentan corrosión en el cuerpo del tubo. Utilizados en la industria petrolera mundial y respaldadas por pruebas hidrostáticas a escala real. Geometría regular ASME/ANSI
B31G (NRF-030)
Geometría compleja
RSTRENG-2 (área efectiva)
RSTRENG-1 (B31G modificado)
LPC-2, LPC-1a (1b)
PCORRC
LAPA
LPC-1
MÉTODOS NUMÉRICOS (MEF)
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Talleres promovidos por la DCO En 2005, la DCO promueve tres talleres de expertos con el objetivo de evaluar la conveniencia de modificar la NRF-030-2003 para contar con una normativa que comprenda métodos de evaluación de defectos de corrosión más exactos y que se adecuen a todas las posibles situaciones prácticas.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Resultados de los talleres Se acuerda que: El enfoque se debe centrar en esta etapa en los defectos de corrosión en el cuerpo de la tubería. El método B31G tiene limitantes al evaluar el universo complejo de propiedades y geometría de defectos. Es primordial considerar la calidad de los datos sobre los parámetros de análisis de resistencia remanente. Existen otros métodos en uso en la industria petrolera que han demostrado su eficacia y pueden ser utilizados en México.
Es necesario ampliar la norma NRF-030 con el fin de
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Proposición de modificación de la NRF- 030-2003 Información requerida
¿Perfil de corrosión?
No
Si o no se conoce
¿Defecto largo?
¿Baja tenacidad o TTDF Top o constricción?
Si (L2 /Dt > 20)
No
Si o no se conoce
Si
¿Baja tenacidad o TTDF >Top o constricción?
No
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Proposición de modificación de la NRF- 030-2003 La modificación de la NRF-030-2003 permitirá: Considerar geometrías de defectos simples y complejas. Considerar las propiedades de los materiales utilizados en la fabricación de la tubería. Considerar el estado de información sobre la operación y mantenimiento de los ductos. Considerar los posibles comportamientos de la tubería afectada por defectos de corrosión durante la falla:
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Estudios anteriores Methods for assessing corroded pipelines- Review, validation and recommendations. Pipeline Research Council International (PRCI). PR-273-9803. 2002.
The Pipeline Defect Assessment Manual. Joint Industry Project. 2001
Appraisal and Development of Pipeline Defect Assessment Methodologies. Minerals Management Service. CH109R001. 2000
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Estudios anteriores (cont.) Methods for assessing corroded pipelines. PRCI. 2002. Las ecuaciones B31G, RSTRENG-1, PCORRC Y LPC-1 son adecuadas para una evaluación preliminar ( screening ). La ecuación B31G es particularmente recomendada para casos donde se sospecha que el material es de baja tenacidad o de alta TTDF. Las ecuaciones RSTRENG-2, LPC-2, LPC-1a y LPC-1b son adecuadas para un nivel de análisis más complejo. Los métodos numéricos, como la MEF, son adecuado en niveles de análisis más completos (esfuerzos combinadas). El esfuerzo crítico en el espesor remanente de la tubería que falla por colapso plástico está relacionado al esfuerzo último a la tensión (UTS). La pruebas a escala real han mostrado que el UTS mínimo especificado
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Estudios anteriores (cont.) Methods for assessing corroded pipelines. PRCI. 2002. Algunos ductos pueden presentar fallas debidas a un comportamiento dependiente de la tenacidad. Estrictamente, estos métodos no aplican en materiales de baja tenacidad. A la fecha no existen datos experimentales suficientes para especificar un limite inferior de tenacidad que permita predecir un comportamiento frágil. La exactitud y precisión en la medición de la geometría del defecto es crucial en la evaluación de la resistencia remanente de la tubería. Los métodos de evaluación no permiten considerar explícitamente el efecto de la incertidumbre en los parámetros de entrada.
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Principios de evaluación de la resistencia remanentes de ductos en presencia de defectos de corrosión
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Un poco de historia Mecánica de la fractura: ¿Por qué fallan las cosas? 1500: Leonardo DaVinci mide la resistencia a la tensión de alambres de Fe. 1800: Pruebas de impacto en barras de hierro y acero con grietas para determinar temperatura de transición dúctil-frágil (TTDF). 20s: Griffith publica la relación cuantitativa entre el tamaño de una grieta y el esfuerzo de fractura. 50s: Desarrollo de la mecánica de fractura basada en conceptos modernos como el factor de intensidad de esfuerzos K y la Integral J. 60s: Folias introduce el factor de abultamiento en grietas pasantes. 70s: Batelle desarrolla modelos de fallas de colapso plástico y dependientes de la tenacidad incluidos en el reporte AGA-NG-18. 80s: Se desarrollan el modelos ANSI/ASME B31G. 90s: Se desarrollan el modelo RSTRENG-1 (B31G modificado). Se desarrollan el modelo RSTRENG-2 de área efectiva. Se desarrolla el modelo PCORRC.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Modelos de Carga Resistencia In t eg r id a d: C ar g a
F S R e s i s t e n c i a
Todas las ecuaciones de evaluación de presión segura de operación PS en los modelos independientes de la tenacidad (colapso plástico), tienen la forma: PS = Fs Po Rs Fs: Factor de seguridad: Fs ≤ 1.0 Po: Presión de falla del tubo sin defectos Rs: Factor de resistencia remanente: 0 ≤ Rs ≤ 1.0
La ecuación de falla se reduce a:
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Carga y resistencia en un ducto En los modelos independientes de la tenacidad (colapso plástico), la ecuación de falla se puede escribir como:
Pf (σ f , D, t, L,d) = Po (σ f , D, t) R s (d/t, L/ Dt ) Po es función del “esfuerzo de flujo” σf y del diámetro D y espesor de la pared del tubo t. Rs es función de las dimensiones del defecto (L: longitud, d: profundidad),
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Comportamiento durante la falla
Pf /Po
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Comportamiento durante la falla (cont.) Los ductos son generalmente tenaces y dúctiles y operan a temperaturas superiores a la TTDF. Es deseable asegurar que la falla ocurra siguiendo mecanismos de fractura dúctil, incluyendo cierta combinación de deformación plástica, inicio de la grieta y desgarramiento final dúctil. El papel relativo de la deformación plástica y la fractura frágil depende de la tenacidad del material y la geometría del defecto. Cuando la tenacidad disminuye y los defectos de corrosión son más profundos y estrechos (agudos), la presión de falla del tubo disminuye. Por encima de cierto valor mínimo de tenacidad, la falla ocurre por colapso plástico y está controlada por la resistencia del material. Si el material es dúctil, el comportamiento durante la falla de los defectos profundos y estrechos también es controlado por la
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Ejemplo: Ducto con D= 16” y t = 0.25”
Los defectos de corrosión reales (romos) se comportan generalmente como muestra esta figura (aún cuando la
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Colapso plástico La falla ocurre por un mecanismo de fractura dúctil que incluye la combinación de una deformación plástica considerable, iniciación de grieta y desgarramiento final dúctil. El proceso está controlado por la resistencia del material.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO La NRF-030 y el colapso plástico
Todos los métodos de evaluación de defectos propuestos para ser incluidos en la NRF-030 son independientes de la tenacidad. En ese sentido, pueden considerarse basados en la presunción de que la falla ocurrirá por colapso plástico.
×
Ante la posibilidad de un posible comportamiento frágil durante la falla, se deben utilizar criterios de mecánica de la fractura o utilizar métodos conservadores, calibrados contra bases de datos sobre fallas
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Límites de tenacidad publicados A la fecha no existen datos experimentales que permitan establecer el valor de tenacidad a partir del cual se puede asegurar que la falla ocurrirá por colapso plástico. Los límites publicados incluyen valores tales como: API requiere 20 lbp (transversal) y 30 lbp (longitudinal) a 0° C. NG-18 requiere ≤ 16 lbp (21 J) para utilizar criterios de fractura y ≥ 30 lbp (40 J) para criterios de colapso plástico. La aplicación de PCORRC requiere 30 lbp (41 J) La aplicación de LPC-1 (DNV) requiere 20 lbp (27 J)
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Interacción entre defectos
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Reglas de interacción en DNV-RP-101 (modelos LPC) Los defectos de corrosión pueden ser tratados independientemente si: 1) La separación angular circunferencial entre los defectos adyacentes cumple:
φ = 360°
t D
2) El espaciamiento s entre los defectos adyacentes cumple:
s = 2.0 Dt
Las modificaciones propuestas a la NRF-030 no especifican
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Condiciones de carga Las ecuaciones de fallas propuestas en la modificación de la NRF-030 consideran únicamente la carga debida a la presión interna del fluido.
El esfuerzo aplicado a la pared del ducto ( hoop stress. σH ) debido a la presión del fluido (de operación, Pop) se determina a través de*:
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Constricción: esperando lo inesperado Definición: Estado de esfuerzos triaxiales en el vértice del defecto. Origen: Incapacidad del material de deformarse plásticamente en el vértice del defecto debido a la influencia constrictora del material que los rodea. con constricción
Criterio de constricción
⎛ K I ⎞ t − d ≥ ⎜ ⎟ ⎝ σ YS ⎠ K
f (L / d )P
d
2
sin constricción
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Constricción: esperando lo inesperado (cont.) Implicaciones: Peligro de que se establezcan condiciones propicias para que la falla ocurra por fractura frágil cuando se espera un comportamiento dúctil.
Combinació ación n de fact factore oress como como una tuberí tubería a de pare pared d Condiciones: Combin gruesa, defectos de profundidad media, alta resistencia de la tubería y bajo esfuerzo aplicado.
NO ES POSIBLE ESTABLECER UN CRITERIO SIMPLE PARA PREDECIR EN QUÉ CONDICIONES LA CONSTRICCIÓN JUGARÁ UN PAPEL PREPONDERANTE.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Incertidumbres en los parámetros de evaluación Los métodos de evaluación de defectos de corrosión propuestos en la modificación a la NRF-030-2003 no contemplan el manejo de las incertidumbres de las variables incluidas en las ecuaciones de fallas. DISTRIBUCIONES DE LAS VARIABLES
o t c u D o t c e f e D . c
Tipo Normal
Espesor t
Normal
1%
Fab. o Liter.
Lognormal
3.5%
Fab. o Liter.
Profundidad d0
Normal
15%
CIDIM
Longitud L0
Normal
20%
CIDIM
10 %
Literatura
Cedencia YS
V. corrosión v
Covarianza 0.06%
Fuente. Fab. o Liter.
Variable Diámetro D
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Incertidumbres de los modelos Los errores intrínsecos de los modelos que sustentan las ecuaciones de fallas se originan principalmente debido a: • La idealización de la geometría del defecto. • La simplificación en la selección del esfuerzo de flujo. • El papel relativo de la constricción. • El papel relativo del desgarramiento dúctil. El mejor modelo (ecuación de falla) es aquel que predice la presión de falla real con mayor exactitud y mayor precisión para las mismos errores en las variables que alimentan el modelo.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Pruebas a escala real Las pruebas a escala real se realizan a través de ensayos hidrostáticos, en condiciones controladas, para evaluar el comportamiento de defectos durante la falla. Existen bases de datos publicadas de los resultados de pruebas a escala real. Ejemplos: • PRCI (124 def.). Universidad de Waterloo (20 def.)
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Papel de las pruebas a escala real
Los métodos propuestos en modificación de la NRF030 están todos validados con pruebas a escala real. Ejemplo: Presiones de falla predichas en ductos libres de defectos (37 ensayos)
Se concluyó que los esfuerzos de fallas tienen mejor correspondencia con el esfuerzo último a la tensión (UTS).
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Principios de selección de los modelos de falla La selección del método más apropiado para la evaluación de defectos de corrosión debe estar basada en los siguientes elementos:
PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA.
COMPORTAMIENTO ESPERADO DURANTE LA FALLA.
GEOMETRÍA DE LOS DEFECTOS.
CONDICIONES DE CARGA. INCERTIDUMBRE DE LOS PARÁMETROS.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Evaluación de daños por corrosión: AGA-NG-18 Los métodos B31G y RSTRENG-1 son modificaciones de la ecuación de falla NG-18 desarrollada por Batelle para la American Gas Association en la década de los años 60. Es importante mencionar la ecuación NG-18 pues esta introduce: • El concepto de esfuerzo de flujo σ f , el cual permite tomar en cuenta el endurecimiento por deformación de un material con esfuerzo de cedencia σSMYS. Para ductos, se ha encontrado que, como regla, el esfuerzo de flujo es 10 ksi superior al esfuerzo de cedencia). • El factor de Folias (MT) el cual describe el abultamiento de la pared de un recipiente presurizado en las zonas donde ocurre un
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Ecuación de falla NG-18 La ecuación de falla NG-18 independiente de la tenacidad para un defecto de corrosión aislado en el cuerpo del tubo es:
⎛ A⎞ 1− ⎜ ⎟ A ⎝ 0⎠ σ = σ f ⎛ A⎞ 1 1− ⎜ ⎟ A ⎝ 0 ⎠ MT ⎛ L ⎞
2
A
⎛ L ⎞
⎟ − 0.003375 ⎜ ⎟ Dt Dt ⎝ ⎠ ⎝ ⎠
M T = 1+ 0.6275 ⎜
4
A0
El tubo falla cuando el esfuerzo debido a la presión interna σΗ supera,
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Limitantes de la ecuación de falla NG-18 Considera defectos axiales (±5 grados de desviación). La longitud de los defectos se proyecta en la dirección axial del tubo.
Es inexacto y subestima la resistencia remanente de la tubería en presencia del defecto. Es también conservador al asumir defectos mucho más agudos que los defectos de corrosión (romos en su mayoría) que se encuentran
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Evolución de la AGA-NG-18 Los métodos B31G y RSTRENG-1 son modificaciones de la ecuación NG-18.
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Modelo B31G
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método ASME B31G: Principios básicos El tubo falla cuando el esfuerzo debido a la presión interna σΗ supera, en el ligamento remanente, el esfuerzo de flujo σ f definido como: σ f = 1.1 σSMYS
Esto introduce un factor de seguridad intrínseco similar al de las pruebas hidrostáticas. La forma del defecto se aproxima a parabólica definida por la longitud axial L del defecto y su profundidad máxima d. El factor de Folias (MT) se simplifica a dos términos en lugar de tres.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método ASME B31G: Modelo y ecuaciones de fallas Pf = P0 R S σ f = 1.1σ SMYS 1−
RS =
P0 =
3 t ⎛2d⎞ 1
si
⎟ ⎝ 3 t ⎠ MT d t
D
2d
1− ⎜
RS = 1−
2σ f t
Dt L
si
⎛ L ⎞
L
Dt 2
≤ 4.479
> 4.479
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método B31G. Ejemplo: D = 12 pulg. t = 3/8 pulg. API X52 4 d/t = 0.1
3
d/t = 0.2 d/t = 0.3
Pf (ksi)
d/t = 0.4
2
d/t = 0.5 d/t = 0.6 d/t =0.7
1
0
d/t =0.8
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método ASME B31G: Validación del modelo La ecuación se calibró para predecir conservadoramente las fallas de ductos corroídos, algunos de los cuales se sospechaba que poseían baja tenacidad o una TTDF relativamente alta . Consecuentemente, se cree que la ecuación de falla B31G es aplicable, en ausencia de otras herramientas de predicción, en ductos de baja tenacidad. Validación publicada por PRCI, PR-273-9803. 2002 93 defectos reales
82 defectos maquinados
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método ASME B31G: Revisión Produce los valores más conservadores de presión de falla para defectos de longitud considerable. La incertidumbre del modelo es la mayor. Es relativamente conservador cuando se aplica a tuberías de baja tenacidad o con una TTDF mayor que la temperatura de operación.
No
es apropiado para la determinación de la presión de falla de defectos tipo grieta. No es apropiado para materiales con σSMYS / σUTS →1.0 como grado X70 y X80.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método ASME B31G: Ejemplo de aplicación Evalúe la presión de falla en la tubería de ensayos prácticos para los defectos típicos incluidos utilizando la ecuación de falla B31G. Asuma que se trata de una tubería construida con un acero API5L grado X52. El diámetro de la tubería es D = 12 pulg. y su espesor t = 3/8 pulg.
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Modelo RSTRENG-1 (B31G modificado)
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-1: Principios básicos El tubo falla cuando el esfuerzo debido a la presión interna σΗ supera, en el ligamento remanente, el esfuerzo de flujo σ f definido como: σ f = σSMYS + 10 ksi La forma del defecto se aproxima como intermedia entre fondo plano y parabólica. El área del defecto se aproxima como: A = 0.85dL.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-1: Modelo y ecuaciones de falla Pf = P0 R S σ f = σ SMYS + 10ksi 1 − 0.85 RS =
P0 =
2σ f t D
d t
d⎞ 1 ⎛ 1 − ⎜ 0.85 ⎟ t ⎠ MT ⎝
Cuando :
L Dt
≤ 7.071 2
⎛ L ⎞ ⎛ L ⎞ M T = 1+ 0.6275 ⎜ 0.003375 − ⎟ ⎜ ⎟ ⎝ Dt ⎠ ⎝ Dt ⎠ Cuando :
L Dt
> 7.071
4
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-1: Ejemplo: D = 12 pulg. t = 3/8 pulg. API X52 4 d/t = 0.1 d/t = 0.2
3
d/t = 0.3 d/t = 0.4 d/t = 0.5
Pf (ksi)
d/t = 0.6
2
d/t =0.7 d/t =0.8
1
0
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-1: Validación del modelo La ecuación también se calibró para predecir conservadoramente las fallas de ductos corroídos, algunos de los cuales se sospechaba que poseían baja tenacidad o una TTDF relativamente alta . Consecuentemente, se cree que la ecuación de falla RSTRENG-1 es aplicable en ductos de baja tenacidad . Validación publicada por PRCI, PR-273-9803. 2002 93 defectos reales
82 defectos maquinados
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-1: Revisión Produce
resultados más exacto que el B31G en la predicción de la presión de falla cuando L 2/Dt > 20.
Presenta una menor incertidumbre como predicción.
modelo de
Es
relativamente conservador cuando se aplica a tuberías de baja tenacidad o con una TTDF mayor que la temperatura de operación.
No
es apropiado para la determinación de la presión de falla de defectos tipo grieta.
No
es apropiado para materiales con
/
1.0
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-1: Ejemplo de aplicación Evalúe la presión de falla en la tubería de ensayos prácticos para los defectos típicos incluidos utilizando la ecuación de falla RSTRENG-1 (B31G modificado). Asuma que se trata de una tubería construida con un acero API-5L grado X52. El diámetro de la tubería es D = 12 pulg. y su espesor t = 3/8 pulg. Compare los resultados con los predichos por el modelo B31G.
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Modelo PCORRC
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método PCORRC: Principios básicos Los límites de la presión de falla se sitúan entre la presión de falla del ducto sin defectos (superior) y la presión de falla para un defecto de longitud infinita (inferior). La forma del defecto se aproxima a parabólica definida por la longitud axial L del defecto y su profundidad máxima d. La presión de falla del ducto libre de defectos esta determinada por el límite último a la tensión (UTS, σUTS ). Con aplicación específica al colapso plástico. Recomendado cuando la tenacidad superior a 45 lbp (61 J)
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método PCORRC: Modelo y ecuaciones de fallas
Pf = P0 R S σ f = σ UTS
P0 =
2σ f t D
Para todas las longitudes:
⎧ ⎛ ⎞⎫ ⎪ ⎪ ⎜ L d⎪ 1 ⎟⎪ ⎟⎬ R S = 1 − ⎨1 − exp ⎜ C t⎪ ⎜ Dt d ⎟⎪ 1− ⎟ ⎜ ⎪⎩ t ⎠⎪ ⎝ ⎭
C se ajustó empíricamente:
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método PCORRC: Ejemplo: D = 12 pulg. t = 3/8 pulg. API X52 4
d/t = 0.1 d/t = 0.2 d/t = 0.3
3 d/t = 0.4 d/t = 0.5
Pf (ksi)
2
d/t = 0.6 d/t =0.7
1
0
d/t =0.8
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método PCORRC: Validación del modelo La ecuación se calibró para predecir lo más acertadamente posible la relación entre la presión de falla y la geometría y propiedades del material en el colapso plástico. Validación publicada por PRCI, PR-273-9803. 2002 93 defectos reales
82 defectos maquinados
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método PCORRC: Revisión del modelo Produce
resultados más exactos que los modelos B31G y RSTRENG-1 para todas las longitudes de defectos.
Presenta una menor dispersión en los resultados de las estimaciones.
Está
específicamente orientado al colapso plástico.
Su
aplicación requiere conocer con certeza las propiedades del material. más apropiado para materiales con σSMYS / σUTS como grado X70 y X80.
Es
1.0
→
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método PCORRC: Ejemplo de aplicación Evalúe la presión de falla en la tubería de ensayos prácticos para los defectos típicos incluidos utilizando la ecuación de falla PCORRC. Asuma que se trata de una tubería construida con un acero API-5L grado X52. El diámetro de la tubería es D = 12 pulg. y su espesor t = 3/8 pulg. Compare los resultados con los predichos por los modelos B31G y RSTRENG-1.
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Modelo RSTRENG-2 (área efectiva)
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-2: Principios básicos Se aplica el modelo RSTRENG-1 en secciones de la proyección del perfil del defecto en el plano axial de la tubería. La proyección tipo “fondo de río” se divide en secciones y se determina Pfi en cada una de ellas. La presión de falla del defecto corresponde a la mínima de las presiones así determinadas. Es posible considerar la interacción entre defectos y predecir la presión de falla del defecto combinado con dimensión equivalente.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-2: Modelo y ecuaciones de fallas
Pf i = P0 R Si
σ f = σ SMYS + 10ksi P0 =
1 − 0.85 R Si =
⎛ ⎝
1 − ⎜ 0.85
2σ f t D
di t
di ⎞ 1 ⎟ t ⎠ M Ti
Para cada Li , el factor de folias M T i es el mismo que en el modelo RSTRENG-1
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Aplicación. Software RSTRENG 5
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Nota de aplicación. Software RSTRENG 5 Atención: Para cada sección, se determina el área Ai y se calcula la profundidad del defecto d i utilizando: d i = Ai/(0.85Li).
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-2: Aplicación a defectos que interactúan La agrupación de defectos puede reducir la presión de falla del ducto. En el RSTRENG-2, una vez que se ha detectado que los defectos interaccionan se procede a combinar los mismos para obtener todas las posibles configuraciones de defectos combinados con diferentes longitud y profundidad.
El número de combinaciones posibles es:
⎛n⎞ =⎜ ⎟ 2 C n = 2!( n − 2)! ⎝ 2 ⎠ n!
⎛ n ⎞ Es el coeficiente binomial mCn,
n 2 3 5 7
2Cn
1 3 10 21
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Ejemplo de aplicación a defectos que interactúan Tomado de: Methods for assessing corroded pipelines- Review, validation and recommendations. Pipeline Research Council International (PRCI). PR273-9803. 2002.
min {R Si } = R S2 La presión de falla del defecto 2 determina la presión de falla del
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-2: Validación del modelo Validación publicada por PRCI, PR-273-9803. 2002 99 defectos
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-2: Revisión del modelo En general produce resultados más exactos que los modelos basados en geometría simple del defecto. Se utiliza en niveles de análisis superiores. Es óptimo en el análisis de defectos largos con geometría compleja, en los cuales es difícil medir la longitud. Es relativamente conservador cuando se aplica a tuberías de baja tenacidad o con una TTDF mayor que la temperatura de operación. Se debe aplicar con precaución en ciertas geometrías de defectos. Ej.: en picaduras contenidas en áreas con pérdida de metal generalizada. No es apropiado para materiales con σSMYS / σUTS →1.0 como grado X70 y X80.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método RSTRENG-2: Ejemplo de aplicación Evalúe la presión de falla de los defectos en la tubería de ensayos prácticos utilizando el procedimiento RSTRENG-2. Asuma que se trata de una tubería construida con un acero API5L grado X52. El diámetro de la tubería es D = 12 pulg. y su espesor t = 3/8 pulg. Compare los resultados con los predichos por los modelos B31G, RSTRENG-1 y PCORRC.
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Modelo LPC-2
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método LPC-2: Principios básicos Se basa en la aplicación repetida de la ecuación de falla LPC-1 (Advantica, DNV) al perfil de corrosión proyectado (en el plano axial) que resulta de seccionar la pared del tubo a diferentes profundidades. La presión de falla es la mínima entre todas las estimadas en este proceso iterativo. Es un método del tipo “espesor de pared efectivo” Está específicamente orientado a caracterizar la presión de falla dominada por colapso plástico.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Principios básicos del modelo LPC-1 El modelo LPC-1 es la base de cálculo de la presión de falla del procedimiento iterativo en el modelo LPC-2. En el modelo LPC-1 se asume que el tubo falla cuando el esfuerzo equivalente (Von Mises) supera, en el ligamento remanente, el esfuerzo último a la tensión transversal: σ f = σUTS
Recomendado cuando la tenacidad es superior a 20 lbp (27 J) y temperaturas superiores a la TTDF.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Modelo y ecuaciones de fallas del modelo LPC-1 Pf = P0 R S σ f = σ UTS P0 = 1− RS =
d t
⎛d⎞ 1 1− ⎜ ⎟ ⎝ t ⎠Q
2σ f t D-t
⎛ L ⎞
Q = 1+ 0.31⎜
⎟ ⎝ Dt ⎠
Calibración 86 defectos reales
2
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Seccionamiento del defecto en el modelo LPC-2
A
El defecto se secciona según la profundidad d j (10 a 50 intervalos). Para cada sección
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Determinación iterativa de la presión de falla en LPC-2 Se calcula la PfT de todo el defecto utilizando la ecuación de falla LPC-1 con : d = d prom = A/ L y longitud L.
Para cada sección con profundidad d j: • Se calcula la presión de falla del patch Pfpj utilizando la ecuación LPC-1 con: Profundidad: d = d pj = A patchj/ L
y longitud: L
• Se calcula la pérdida de área y la profundidad promedio de la picadura idealizada por un cilindro con base l i : d piti = A piti÷li • Se calcula el espesor de pared efectivo de una tubería cuya presión de falla es la presión del patch, Pfpj. te =
P fpj D
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Determinación iterativa de la presión de falla en LPC-2 • Se calcula la presión de falla de cada una de las N picaduras Pfpiti utilizando la ecuación LPC-1 con: profundidad d = d epi y longitud L = l i • Se calcula la presión de falla de todas las posibles combinaciones de las picaduras Pfmn utilizando los procedimientos LPC-3 de combinación de defectos (ver más adelante). •Se determina la presión de falla asociada a la sección que se analiza como: Pfj = min{Pfpit1…. PfpitN, Pfmn, Pfpj, PfT} • Se repite el procedimiento para cada una de las k secciones de profundidad hasta cubrir todo la profundidad del defecto. Cada paso produce un valor P fj. • Se determina la presión de falla utilizando la ecuación LPC con la profundidad y longitud máximas (d, L) del defecto: Pfm.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Interacción de defectos en los modelos LPC (LPC-3) Reglas de agrupamiento Longitud y profundidad del defecto equivalente al combinar los defectos (n a m ).
i=m
∑ d l
i=m-1
lnm =lm +
∑ i=n
(li +si )
i i
d =
i =n
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método LPC-2: Validación del modelo Validación publicada por PRCI, PR-273-9803. 2002 99 defectos
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Método LPC-2: Revisión del modelo
En general produce resultados más exactos y más precisos que el modelo RSTRENG-2.
Es también óptimo en el análisis de defectos largos con geometría compleja, en los cuales es difícil medir la longitud.
Se recomienda para niveles de evaluación de defectos superiores y requiere programas de cálculo más avanzados.
Es más apropiado para materiales con σSMYS / σUTS →1.0 como grado X70 y X80.
Es el más conservador al tratar la interacción entre los defectos.
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COMPARACIÓN DE LOS MODELOS
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Comparación
B31G
Resultados de pruebas a escala real. Métodos para defectos de geometría simple.
RSTRENG-1
PCORRC.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Comparación: Exactitud y precisión Resultados comparativos de la exactitud y precisión de las predicción de la presión de falla para 198 defectos (93 reales, 102 maquinados y 3 ductos libres de defectos)*.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Comparación: Errores de los modelos
Este tipo de resultado es importante para introducir los errores del modelos en los análisis de confiabilidad.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Sensibilidad de los modelos a las incertidumbres Modelo PCORRC
∂PF ∂ L
4
3
∂PF ∂( d / t )
d/t = 0.1 d/t = 0.2 d/t = 0.3 d/t = 0.4 d/t = 0.5
Pf (ksi)
2
d/t = 0.6 d/t =0.7
1
0
d/t =0.8
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Sensibilidad de los modelos (cont.) Las variaciones en la profundidad del defecto se manifiestan más acentuadamente en los resultados de la evaluación de la presión de falla que las variaciones de la longitud del defecto. Entonces: al medir la geometría del defecto es importante lograr la mayor exactitud posible en la determinación de la profundidad. En el modelo B31G, este análisis debe realizarse con extremado cuidado en la zona de longitudes L2/Dt ~20 donde este modelo presenta una discontinuidad. Debido a la forma de las superficies de fallas P F = f (d/t, L/◊Dt), el modelo PCORRC muestra una mayor sensibilidad a los errores de la variables que lo alimentan. Con respecto a las dimensiones del tubo y sus propiedades, la
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Revisión de la comparación
El modelo B31G produce los resultados más inconsistentes. Es muy conservador para defectos largos y produce las mayores presiones de fallas para defectos cortos y profundos.
El factor de folias de tres términos del RSTRENG-1 tiene la ventaja de producir una función de falla continua y de mayor exactitud que el modelo B31G.
Los errores de modelo de la ecuación RSTRENG-1 son inferiores a los de la ecuación B31G.
La ecuación de falla PCORRC tiene asociada los menores errores de modelo, tanto en exactitud como en precisión.
Esta ventaja es especialmente útil cuando se conoce que la
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Resultados de pruebas a escala real: RSTRENG-2 y LPC-2 RSTRENG-2
LPC-2
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Revisión de la comparación
El modelo LPC-2 produce resultados más exactos y precisos que el modelo RSTRENG-2.
Esta ventaja es especialmente útil cuando se conoce que la tenacidad del material es elevada y puede ser aplicado el modelo LPC-2.
El modelo RSTRENG-2 es el más conservador para todo el rango de profundidad de defectos.
Las estrategias de evaluación de la interacción entre defectos son diferentes. La opinión en la literatura es que dichas estrategias son más realistas en el modelo LPC-2.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO B31G vs. RSTRENG-1 Variación = 100%(RSTRENG – B31G )/B31G L
38 28
19 9 0
Variación
50
0
24
32
40
48
56
d ÄÄÄÄÄ t
64
72
Las diferencias entre los códigos ASME B31G y su versión modificada RSTRENG1 son notablemente apreciables para defectos con L2/Dt > 20.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO B31G vs. RSTRENG-1. Mito y realidad B31G
4
RSTRENG-1 4 d/t = 0.1
3
d/t = 0.2 3
d/t = 0.3
Pf (ksi)
d/t = 0.1 d/t = 0.2
d/t = 0.4
d/t = 0.3
2
d/t = 0.5
d/t = 0.5 d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.7
0 2
3
4
5
L Dt
6
7
d/t =0.8
1
d/t =0.8
1
d/t = 0.4
2
d/t = 0.6
1
0
Pf (ksi)
8
0 0
1
2
3
4
5
6
L Dt
Mito: La ecuación de falla del modelo B31G produce siempre los resultados más conservadores. Realidad: La pregunta ¿Qué método es más conservador? No tiene una
7
8
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO ¿Cuál método resulta más apropiado? En términos prácticos, el diagrama de flujo propuesto en los talleres de expertos promovidos por la DCO es la respuesta a esta pregunta. Si o no se conoce
¿Defecto largo?
Información requerida
¿Perfil de corrosión?
No
¿Baja tenacidad o TTDF Top o constricción?
Si o no se conoce
No
Si
¿Baja tenacidad o TTDF >Top o constricción?
No
Si (L2 /Dt > 20)
No ASME B31G
B31G: geometría de defecto simple, posible fractura
RSTRENG-1: geometría de defecto simple,
RSTRENG-1
PCORRC: geometría de defecto simple,
PCORRC
RSTRENG-2
RSTRENG-2: geometría de defecto
LPC-2
LPC-2: geometría de defecto compleja,
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Determinación de la presión segura de operación La presión segura de operación PS tienen la forma: PS = Fs PF Fs: Factor de seguridad: Fs ≤ 1.0 PF: Presión de falla del tubo con defecto. Los factores de seguridad relacionados con la determinación de PS dependen de : Tipo de Tubería
Factor de junta longitudinal (f JL)
Clasificación por Clase de Localización
Factor de Diseño (f DIS)
Soldadura longitudinal por arco sumergido (SAWL)
1.0
Clase 1
0.72
Soldadura por resistencia eléctrica (ERW)
1.0
Clase 2
0.60
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Razón de existencia de los factores de seguridad Los factores de seguridad permiten a los diseñadores y analistas de integridad contar con un margen de tolerancia en el cual queden considerados los errores de modelos y las incertidumbres de las variables que alimentan los modelos.
carga Carga y resistencia variables
resistencia
Las incertidumbres se reflejan en la disminución de la integridad del ducto La zona de traslape es proporcional a la probabilidad de falla
Pop Pfalla Los nuevos métodos de diseño de ductos y evaluación de integridad basados en confiabilidad estructural consideran estos errores e
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Impacto de los factores de seguridad Ejemplo: Un gasoducto construido utilizando tubería helicoidal y situado en una zona densamente poblada (Clase 3). El factor de seguridad normado sería: FS = 0.8 × 0.5 = 0.4 Suponga D = 36 pulg., t = 0.5 pulg. y el material es API grado X52. Entonces, un defecto con pérdida de metal del 10% del espesor de pared y una longitud de 2 pulg., tendría asociada una presión de falla: Modelo B31G: PF = 111 Kg/cm2 Modelo RSTRENG-1: PF = 120 Kg/cm2 Modelo PCORRC: PF = 128 Kg/cm2 AL APLICAR LA NORMATIVIDAD RESPECTO A LOS FACTORES
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Impacto de los factores de seguridad (cont.) La introducción de los factores de seguridad convierte a un defecto con 10% de pérdida de espesor en un defecto intolerable. ) m120 c / g 100 K ( a l l 80 a f e d 60 n ó 40 i s e r P 20
2
PF con d/t = 0.1
PF con d/t = 0.1 d/t = 0.2 d/t = 0.3 d/t = 0.4 d/t = 0.5
PS con d/t = 0.1
d/t = 0.6 d/t =0.7 d/t =0.8
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Normas de seguridad vs. Mantenimiento eficiente Es común que parezca contradictorio el efecto de los factores de seguridad con respecto a la necesidad de conducir programas de mantenimiento eficientes. Esto es más notables cuando se utilizan métodos de evaluación conservadores,. Aunque siempre se debe respetar la normatividad, las modificaciones propuestas a la NRF-030 contribuirán a reducir la brecha entre regulaciones de seguridad y mantenimiento eficiente. ES IMPORTANTE NOTAR QUE EL MÉTODO DE EVALUACIÓN DE DEFECTOS MÁS APROPIADO, EN ESE SENTIDO, NO ES EL QUE AHORRE MÁS RECURSOS EN MANTENIMIENTO A CORTO PLAZO. EL MÉTODO DE EVALUACIÓN DE DEFECTOS MÁS APROPIADO ES AQUEL QUE SU APLICACIÓN, EN UN PERÍODO DE TIEMPO CONSIDERABLE, PERMITA REDUCIR LOS
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Evolución de las dimensiones de los defectos Vc = A0Tk Vc = CTE.
Modelos de pérdidas de metal por corrosión
Modelo lineal de corrosión:
Vc = A0log(1+T)k
d(t) = d 0 + vcr t
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Criterios de tiempo de vida remanente
Criterio de presiones: Tiempo que le toma a la presión de operación segura ser superada por la presión real de operación. Criterio de profundidad: Tiempo que le toma a la profundidad máxima del defecto superar el 80% del espesor de la pared del ducto. Criterio combinado de vida remanente: Los dos criterios anteriores deben cumplirse durante un tiempo de servicio preestablecido.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Ecuaciones de fallas y tiempo de vida remanente Al inicio de la vida útil de un ducto con clase de localización 1, ha surgido un defecto de corrosión con longitud normalizada 4. La tubería es API-5L grado X52, con D = 12 pulg. y t = 3/8 pulg. El defecto no crece en longitud pero su profundidad crece a 10 milésimas de pulgada cada año.. ¿Cuál será la evolución en el tiempo de la presión segura de operación en un periodo de servicio de 35 años? ¿Cuál será el tiempo de vida remanente del ducto debido a la presencia de este defecto?
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Ecuaciones de fallas y tiempo de vida remanente (cont.) 250
PS, B31G
PS, RSTRENG-1
PS, PCORRC
100
d/t 200
80
)
2
m c / g K ( S
P
150
60
100
40
50
20
0
d / t ( % )
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO ¿Qué se desprende de ejemplo anterior?
Los tiempos de vida remanente dependen del tipo de ecuación de falla utilizado en el cálculo de la presión de operación segura.
No existe un modelo que sea “el más conservador” en todas las situaciones. Para este tipo de defecto relativamente corto, el modelo PCORRC predice el tiempo de vida remanente más corto.
Es importante considerar la posibilidad de que el tiempo de vida remanente esté determinado únicamente por la profundidad del defecto aún cuando la presión de operación no implique peligro.
Estas predicciones deben ser analizadas a la luz de los errores de los modelos estimados a partir de pruebas a escala real. Ej. las
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Reparaciones y método de evaluación Desde el punto de vista del análisis de confiabilidad estructural, un ducto es un sistema reparable tipo serie pues al fallar un defecto de corrosión se debe interrumpir la operación de todo el ducto. La reparación de un defecto se programa en función del tiempo de vida remanente que el mismo impone al ducto. Tendencia natural del número de fallas en el tiempo Corrosión Daño mecánico
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Reparaciones en función del método de evaluación Retomemos el ejemplo anterior, esta vez suponiendo que el defecto de corrosión surgió con longitud normalizada 8 (en lugar de 4). 250
PS, B31G
PS, RSTRENG-1
PS, PCORRC
100
d/t 200
80
)
2
m c / g K ( S
P
150
60
100
40
50
20
d / t ( % )
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO ¿Qué se desprende de este ejemplo?
El número esperado de reparaciones a futuro depende significativamente del tipo de ecuación de falla utilizado en el cálculo de la presión de operación segura.
No existe un modelo que sea “el más conservador” en todas las situaciones. Para los defectos relativamente largos, el modelo B31G predecirá el mayor número de reparaciones.
En la práctica, esta diferencia puede implicar un número de reparaciones dos veces más grandes cuando se utiliza el modelo B31G que cuando se utiliza el modelo RSTRENG-1.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Conclusiones Se han revisado los modelos de fallas para la evaluación de la resistencia remanente de ductos debido a la presencia de defectos de corrosión en el cuerpo de la tubería que serán incluidos en la norma NRF-030. Los modelos revisados proveerán a los analistas de integridad las herramientas necesarias para analizar con mayor exactitud todo el universo de tipos de defectos de corrosión, de tipos de materiales y de condiciones diversas de operación de los ductos de PEMEX. Esta revisión ha puesto en evidencia los aspectos más importantes que el analista debe tomar en consideración cuando analiza el riesgo que impone la presencia de un defecto de corrosión en un ducto.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Lo que no se debe hacer Asumir
que un modelo de falla es siempre el más conservador y por tanto tiene asociado mayor nivel de seguridad. Elegir o proclamar las ventajas de un modelo de falla en términos de las ganancias a corto plazo que se derivan de su aplicación. Asumir que las inspecciones en línea están libres de errores, que detectan todos los defectos y que no producen falsas indicaciones. Alimentar los modelos de fallas con datos inexactos esperando que la calidad del modelo compense la
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Lo que no se debe hacer (cont.) Utilizar
modelos específicamente orientados al colapso plástico sin conocer con certeza las propiedades del material. Utilizar los modelos sin considerar todo el conjunto de elementos que determinan el comportamiento estructural del ducto. Asumir una posición conservadora y no acudir a especialistas en Mecánica de la Fractura ante evaluaciones relativamente complejas. Asumir que ser conservador implica automáticamente mayor seguridad.
